石油勘探与开发

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四川盆地须家河组须一、三和五段天然气源内成藏潜力与有利区评价

赵文智;卞从胜;徐春春;王红军;王铜山;施振生

, 2011, 38(4): 1950-0.

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目前四川盆地天然气藏勘探和发现主要集中于须家河组须二、四、六段，气藏总体表现出充满度不高、低部位含水饱和度偏高、储量动用比例偏低、储集层含气范围有限的特点，须一、三、五段则被作为烃源岩。在对须一、三、五段进行成藏条件研究和已知出气点解剖分析的基础上，提出川西北、川西南和川中部分地区须一、三、五段发育规模较大的砂体，各段有利含气面积约5 000～11 000 km2，储集层连续性较好，单层延伸长度达15～20 km，具备源内成藏的有利条件，可形成岩性或构造-岩性圈闭气藏，比须二、四、六段的成藏潜力和丰度更好，经勘探可形成工业规模的天然气储量，今后应该加强上述地区须一、三、五段源内天然气成藏研究与勘探力度，尤其是须三和须五段。图8表4参19

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异常高压碳酸盐岩储集层裂缝特征及形成机制——以哈萨克斯坦肯基亚克油田为例

卞德智;赵伦;陈烨菲;喻莲;范子菲

, 2011, 38(4): 1951-0.

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以哈萨克斯坦肯基亚克油田为例讨论了异常高压碳酸盐岩油藏储集层裂缝特征及形成机制。研究表明，异常高压条件下形成的碳酸盐岩储集层除发育构造裂缝和岩溶裂缝外，还发育水力破裂缝。盐下石炭系水力破裂缝形成于中新生代，宏观上表现为将岩体切割成角砾状及充填方解石脉，微观上表现为沿孔隙周围呈放射状分布。该区裂缝系统的形成与演化经历了3个主要阶段，即构造变形与抬升阶段、构造拉张与沉降阶段、水力破裂阶段。在水力破裂阶段，在盐丘活动、构造运动等多种因素作用下，盐下地层中形成异常高压带，压力系数高达1.84，在异常高压条件下，二叠系泥岩不渗透层下的石炭系碳酸盐岩低渗透层发生破裂，形成水力破裂缝，同时使早期闭合的裂缝开启、扩张和延伸。水力破裂缝以张性裂缝为主，其张开时间晚，充填程度低，是研究区主要的有效裂缝。图8参13

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四川盆地东部上石炭统黄龙组沉积体系及其演化

李伟;张志杰;党录瑞

, 2011, 38(4): 1952-0.

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以川东上石炭统黄龙组碳酸盐岩岩性地层气藏为目标，开展新一轮系统基础地质研究。根据陆源碎屑沉积发育特点与悬浮且具有一定磨圆度砾石的发育位置推断海侵方向与潮汐沉积体系分布，认为上石炭统黄龙组发育云阳东南部与达州西北部两个海侵通道，并形成了重庆—万州与达州东南部两个潮坪沉积体系，发育了一套由低水位体系域(C2h1)—海进体系域(C2h2)—早期高水位体系域(C2h3)组成的较完整的I型层序。精细刻画黄龙组各段沉积微相分布特征，川东晚石炭世中期为海进体系域发育期，浅滩与藻云坪微相较发育，有利于碳酸盐岩岩性圈闭的形成；晚石炭世早期与晚期分别为低位体系域与高位体系域发育期，其浅滩沉积微相发育局限，不利于碳酸盐岩岩性圈闭的规模形成。图7参17

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四川合川—潼南地区须家河组致密砂岩气成藏模拟

郭秋麟;李建忠;陈宁生;胡俊文;谢红兵;高晓辉

, 2011, 38(4): 1953-0.

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烃源岩生气产生的超压是致密砂岩气藏成藏的主要驱动力，提出烃源层生气增压定量计算模型，建立致密砂岩气藏动力平衡方程，制定致密砂岩气成藏模拟流程，并模拟了四川盆地合川—潼南地区须一段生气量及其引起的烃源岩超压史。模拟结果证实：1烃源层生气强度决定生气增压的大小，储集层物性决定气藏的分布，常规气藏与致密砂岩气藏在平面和纵向上的分布均具有互补的特点，前者主要分布于孔隙度大于7%的局部构造高点；后者主要分布于孔隙度较低的构造相对低部位且靠近生气量大的烃源层；2从最大埋深（距今65 Ma）到现今的抬升过程中，由于地层水压力降低，气水压差增大，致密砂岩气运移更远，聚集量增大，但常规气基本不发生运移，聚集量也未增大；3须二段致密砂岩气量是常规气量的5.9倍，未发现资源主要为致密砂岩气，分布在合川的东北部、潼南北部和潼南的东南部等。图12表2参37

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四川盆地须家河组及侏罗系煤成气碳同位素特征

吴小奇;黄士鹏;廖凤蓉;李振生

, 2011, 38(4): 1954-0.

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四川盆地须家河组煤系烃源岩为须家河组自生自储气藏和上覆侏罗系次生气藏提供气源。须家河组气藏主要分布在川西和川中气区，侏罗系气藏主要分布在川西气区。须家河组煤系烃源岩生成的天然气为典型热成因气，表现出腐殖型气的特点。整体上看侏罗系天然气的碳同位素特征与须家河组天然气基本一致，须家河组煤成气碳同位素组成表现出自下而上逐渐变轻的趋势；侏罗系各层天然气则由于来源不尽相同而规律性不明显，但具有近源聚集的特点。横向上川西气区南部烷烃气δ13C值大于北部，且均明显大于川中和川南气区的值。须家河组和侏罗系中少许气样发生了碳同位素的倒转，主要是受同源不同期气混合的影响。油型气的混合不仅使得川中气区部分煤成气气样δ13C值偏小，而且导致部分气样发生碳同位素的倒转。图9表1参32

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白云岩储集层埋藏溶蚀作用特征及意义——以塔里木盆地东部下古生界为例

金振奎;余宽宏

, 2011, 38(4): 1955-0.

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根据岩心、薄片、物性特征及碳、氧、锶同位素特征，研究塔里木盆地东部下古生界白云岩储集层特征、溶蚀作用特征及机理。块状溶蚀孔洞型白云岩为塔东地区最主要的储集岩类型，溶蚀孔洞以中小孔为主，分布较密集。溶蚀孔洞及裂缝充填物δ18O值偏负，一般远低于围岩；δ13C值略偏负，部分正值；87Sr/86Sr值略偏高。包裹体成分中CH4、CO2含量较高，部分包裹体H2S含量也较高，包裹体形成时有机质已经进入高演化阶段，反映深埋藏环境。大量硅化作用以及较高的均一温度均反映热液活动。溶蚀作用主要包括有机酸溶蚀、热水溶蚀；酸性流体主要有有机质演化过程中产生的有机酸、CO2以及H2S，以及硫酸盐还原产生的H2S和深部火山活动带来的CO2；热流体作为酸性流体的载体，克服溶蚀作用动力学障碍，完成了对深层白云岩的溶蚀。深大断裂及其伴生断裂为热流体运移提供通道，白云石化作用形成的晶间孔以及压实作用下形成的微裂缝使得酸性流体呈弥散状扩散并对白云岩储集层进行整体溶蚀。图7表2参25

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湖相碳酸盐岩有利储集层分布——以渤海湾盆地沾化凹陷沙四上亚段为例

彭传圣

, 2011, 38(4): 1956-0.

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运用岩心薄片、测井、地震等资料和技术手段，预测渤海湾盆地沾化凹陷沙四上亚段湖相碳酸盐岩有利储集层分布。研究表明，沾化凹陷沙四上亚段发育生物碎屑灰/云岩类、内碎屑灰/云岩类、砂质灰/云岩类、泥灰/云岩类等4大类碳酸盐岩。用岩心刻度测井，分区建立了不同碳酸盐岩类的电性解释标准，重构探井岩相序列，并依据高频旋回的叠置样式，划分了生物礁、碳酸盐岩滩和半深湖等短期旋回类型，据此建立了高分辨率等时地层格架。综合分析多条连井剖面相特征及古地貌背景建立了碳酸盐岩沉积模式，即礁、滩类碳酸盐岩主要分布于湖盆扩张的鼎盛期至缓慢下降期，缓坡带同沉积断层上盘以滩类为主，陡坡带断阶高地为礁相、断阶低地为滩相。有利的储集层类型有礁相生物碎屑灰/云岩及滩相生物碎屑灰/云岩、内碎屑灰/云岩、砂质灰岩等，依据沉积模式、古地貌分析与地震振幅属性可预测有利储集层分布。图9表3参21

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电成像测井在砂砾岩体沉积特征研究中的应用

闫建平;蔡进功;赵铭海;李尊芝;徐冠华

, 2011, 38(4): 1957-0.

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东营凹陷北部陡坡带发育各种成因类型的砂砾岩体储集层，由于物源及沉积过程复杂，利用常规测井信息难以判识其岩性及沉积微相。以盐家油田沙四段上亚段砂砾岩体为研究对象，根据微电阻率扫描成像测井（FMI）、岩心观察资料，利用岩心刻度FMI图像，分析总结砂砾岩体不同岩性、沉积构造及韵律等在FMI图像上的显示特征，并建立了具有地质意义的图像模式；在此基础上，结合常规测井、录井剖面及物性分析资料划分单井砂砾岩体地层的沉积旋回及沉积相，并确定了该区砂砾岩体的沉积相平面展布，为研究区沉积相编图及寻找有利油气储集带提供了依据。图9参15

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稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术

关文龙;席长丰;陈亚平;张霞;木合塔尔;梁金中;黄继红;吴键

, 2011, 38(4): 1958-0.

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通过室内一维、三维物理模拟实验和油藏数值模拟方法，系统研究了稠油油藏注蒸汽后期转火驱开发的机理和相关油藏工程问题。研究表明：注蒸汽后期地层次生水体的存在会降低火驱燃烧带峰值温度、扩大热前缘波及范围，其干式注气过程同样具有湿式燃烧的机理，由次生水体造成的高含水饱和度对单位体积地层燃料沉积量、氧气消耗量等燃烧指标影响不大。三维物理模拟实验火驱最终采收率可以达到65%，火驱过程中有明显的气体超覆现象，油层最底部存在未发生燃烧的结焦带，但结焦带中大部分原油已被驱扫，剩余油饱和度低于20%。结合稠油油藏注蒸汽后期的储集层特征和现有井网条件，对火驱驱替模式、井网、井距和注气速度等进行了优化，并筛选了点火、举升、防腐等关键工艺技术。研究结果应用于新疆H1井区火驱矿场试验中，目前矿场试验初见成效。图10表4参20

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稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术

关文龙;席长丰;陈亚平;张霞;木合塔尔;梁金中;黄继红;吴键

, 2011, 38(4): 1959-0.

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通过室内一维、三维物理模拟实验和油藏数值模拟方法，系统研究了稠油油藏注蒸汽后期转火驱开发的机理和相关油藏工程问题。研究表明：注蒸汽后期地层次生水体的存在会降低火驱燃烧带峰值温度、扩大热前缘波及范围，其干式注气过程同样具有湿式燃烧的机理，由次生水体造成的高含水饱和度对单位体积地层燃料沉积量、氧气消耗量等燃烧指标影响不大。三维物理模拟实验火驱最终采收率可以达到65%，火驱过程中有明显的气体超覆现象，油层最底部存在未发生燃烧的结焦带，但结焦带中大部分原油已被驱扫，剩余油饱和度低于20%。结合稠油油藏注蒸汽后期的储集层特征和现有井网条件，对火驱驱替模式、井网、井距和注气速度等进行了优化，并筛选了点火、举升、防腐等关键工艺技术。研究结果应用于新疆H1井区火驱矿场试验中，目前矿场试验初见成效。图10表4参20

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高含水油田层系重组方案的灰色决策优选法

李巧云;张吉群;邓宝荣;常军华;李华;刘双双;许晓明

, 2011, 38(4): 1960-0.

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水驱层状砂岩油藏进入高含水开发期后开发效果逐年变差，在细分层的基础上进行层系优化重组，是改善注水开发效果、提高动用程度的有效手段。利用单目标灰色局势决策方法，将灰色决策理论的思想与反映油藏开发效果的各种指标以及专家经验相结合，并引入效果因子概念，综合考虑反映油藏层系矛盾的各种因素，如渗透率级差、单层水淹程度、动用程度、剩余资源量、井段长度与油层个数等，构造出效果样本矩阵和效果测度矩阵，从而快速地确定最优层系组合方案。实例分析及与油藏数值模拟结果对比表明，灰色决策优选法结果可靠，能有效解决传统方法效率与效果不能兼顾的矛盾，并有助于指导层状注水砂岩油藏高含水期的开发调整。图2表4参10

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稠油出砂冷采颗粒离散元数学模型

王伯军;张霞;马德胜;范建平;王凤刚;梁金中

, 2011, 38(4): 1961-0.

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疏松砂岩油藏渗流出砂问题的实质是砂岩地层微粒的剥蚀与运移，鉴于传统物理模拟方法的复杂性以及现有数值模拟方法在描述非连续介质方面的不足，建立了考虑流固耦合的颗粒离散元稠油出砂冷采数学模型，优选了Mohr-Coulomb屈服准则作为颗粒从母岩剥离的破坏准则，从微观角度定量描述出砂机理。一维数值模型模拟产砂速率、产油速率及井底压力结果与物理模型实验实测值均吻合较好，验证了模型的正确性和可靠性，在此基础上，定量描述了稠油出砂冷采的临界条件及蚓洞扩展规律。把所建立数学模型拓展到现场，计算结果表明颗粒离散元数学模型能够正确描述稠油出砂冷采出砂规律，为研究稠油出砂冷采提供了一种新手段。图8参17

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高尚堡油田砂质辫状河储集层构型与剩余油分布

李顺明;宋新民;蒋有伟;刘浪;陈能学;孙景民;李本维

, 2011, 38(4): 1962-0.

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以洪泛期沉积的泥岩作为标志层，应用精细成因地层对比方法建立南堡凹陷高尚堡油田新近系馆陶组下段辫状河单砂层成因地层格架。将辫状河地质露头及室内沉积模拟实验成果作为模式指导，通过辫状河单河道识别、地质统计学规律和生产监测资料分析，确定该区辫状河单河道宽140～560 m。根据岩相组合类型及其顶底界面特征，识别出河道充填、顺流增生、砂质底形、砂席和溢岸细粒等5类辫状河储集层构型单元。河道充填构型单元发育Se-St-Sh-Sm正韵律岩相组合，纵向渗透率级差大，油水黏度比高，在高采液强度下形成优势渗流通道。高采液强度和优势渗流通道导致河道充填构型单元形成底水水锥型水淹，剩余油分布在油井间且丰度高。顺流增生单元纵向渗透率级差小，水淹均匀，剩余油呈薄层状低丰度分布在油井间。图8表3参20

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大庆油田三元复合驱螺杆泵综合防垢技术

梁亚宁;曹刚;师国臣;王国庆;李金玲;赵云龙

, 2011, 38(4): 1963-0.

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为了解决大庆油田三元复合驱过程中螺杆泵普遍结垢严重的问题，开展了螺杆泵防垢举升工艺研究。全面分析了三元复合驱过程中螺杆泵结垢的原因与机理，以及结垢导致的螺杆泵井常见故障形式，认为结垢引起的螺杆泵定/转子配合精度变差、摩擦特性不规则、磨损加剧等问题是螺杆泵井故障率急剧升高的主要原因。基于此，提出了包括螺杆泵定/转子过盈量优化、设备材料表面改性和化学清/防垢相结合的螺杆泵井综合防垢举升工艺技术对策。截至2010年底，螺杆泵井综合防垢举升工艺技术已先后在油田216口井中累计应用425井次，措施后螺杆泵运行寿命大大延长，由措施前的平均不足100 d延长至298 d，其中最长运行寿命达到1 370 d，取得了良好的应用效果。图11表5参13

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低自由水钻井液体系

张岩;向兴金;鄢捷年;吴彬

, 2011, 38(4): 1964-0.

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基于对钻井液中自由水流动状态的研究，研制了自由水络合剂，其能有效络合钻井液中的自由水，提高自由水进入地层的毛管阻力，减少滤液侵入地层的量和深度；同时络合剂络合自由水后形成特殊的分子胶束，能形成致密的低渗透封堵膜，有效封堵孔喉和微裂缝，提高地层承压能力，降低钻井液密度。构建了低自由水钻井液体系，CST毛细管吸水实验、岩心自吸水实验和自由水含量测定均证实该体系具有较好的络合自由水的能力，能有效减少钻井液中液相向地层的侵入量。现场应用结果表明，该体系具有良好的流变性、润滑性及抑制性，可有效解决井壁稳定性问题，且能有效提高地层承压能力、降低钻井液密度、提高机械钻速、缩短钻井周期。图6表5参18

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不同类型鲕粒灰岩储集层溶解动力学特征

王炜;黄康俊;鲍征宇;钱一雄

, 2011, 38(4): 1966-0.

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采用溶解动力学实验方法研究四川盆地东北部鲕粒灰岩储集层中孔-洞-缝等油气储集场所的发育、演化规律。不同温度和CO2分压（pCO2）条件下鲕粒灰岩的溶解动力学实验和微观形貌观察发现：温度不变、pCO2为1～4 MPa时，鲕粒灰岩的溶解速率随压力的升高而增大，并且鲕粒灰岩的溶解速率大于白云石化鲕粒灰岩的溶解速率；pCO2为3 MPa、温度由25 ℃升高至150 ℃，鲕粒灰岩溶蚀呈弱—强—弱的变化趋势，最大溶蚀速率在100 ℃左右，但白云石化鲕粒灰岩溶解速率随着温度的升高而增大，并且高于非白云石化鲕粒灰岩的溶解速率。扫描电镜图像显示，除原生构造裂隙外，白云石化鲕粒灰岩比非白云石化鲕粒灰岩更容易形成粒间孔、粒内孔等微观孔隙，说明溶蚀作用不是深埋环境下鲕滩优质储集层形成的单一控制因素，白云石化和溶蚀的共同作用更易于形成优质储集层。图6表3参27

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中国最老古油藏——新元古界下马岭组沥青砂岩古油藏

刘岩;钟宁宁;田永晶;齐雯;母国妍

, 2011, 38(4): 1967-0.

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从冀北坳陷下马岭组(qnx)沥青砂岩与火成岩侵入体的共存关系入手，利用有机岩石学、同位素年代学方法准确厘定qnx沥青砂岩油藏的成藏时限。根据野外调查、实验室薄片镜下观察及浅钻结果，在前人已发现qnx底砂岩油苗/沥青点的基础上，新发现qnx油苗/沥青点31处（其中肉眼可见黑色沥青点21处），基本查明了qnx沥青砂岩油藏平面分布规律并命名了4个古油藏：平泉双洞、凌源龙潭沟、宽城芦家庄和宽城塌山古油藏。根据沥青含量，采用体积法估算qnx沥青砂岩古油藏的规模在7×108～10×108 t。大量样品的有机岩石学分析发现，qnx沥青砂岩中发育两类具有不同反射率特征的固体沥青，在固体沥青中发现了类天然焦结构，首次以直接证据证实qnx底砂岩沥青遭受过严重的热蚀变效应。qnx辉长辉绿岩斜锆石SHRIMP U-Pb测年结果为1 327 Ma±2 Ma，限定qnx沥青砂岩油藏的成藏时间为1 400～1 327 Ma，确定qnx沥青砂岩油藏是迄今为止中国最古老的油藏。图7表1参30

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2011年, 第38卷, 第4期　刊出日期：

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